Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Таблица 7.10

Техническая характеристика предохранительных клапанов типа КПГ

Показатели

Условный диаметр присоединительного патрубка, мм

Давление срабатывания (зависит от сменной чашки), мм вод. ст.

Вакуум срабатывания (зависит от сменной чашки), мм вод. ст.

Пропускная способность (по воздуху), м*/ч:

при вакууме 25-40 мм вод. ст.

при вакууме 100 мм вод. ст. Масса клапаца с кассетой огневого предохранителя без жидкости в гидрозатворе

Объем жидкости гидрозатвора, л Размеры, мм:

диаметр

высота

Марка клапана

КПГ-150 КПГ-200 КПГ-250 КПГ-350

200; 120

25-30 35-40 90-100

500 900 90

900 1300 125

1200

1500 2700 170

23 900

2700 5000 190

1300

35 1100

Таблица 7.11 Типы указателей уровня

жинного двигателя -на барабан 3. При перемещении поплавка вниз мерная лента вращает барабан / и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 3 на барабан /, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня нефтепродукта масса поплавка компенсируется выталкивающей силой нефтепродукта, пружинный двигатель преодолевает момент трения в системе и наматывает освободившуюся мерную

ленту на барабан / за счет энергии, накопленной пружиной при понижении уровня.

Указатель уровня комплектуется из трех узлов: показывающего прибора с отсчитывающим механизмом, смонтированных в одном корпусе, гидрозатвора с роликами и защитными трубами.

Рис. 7.11. Схема установки указателя уровня УДУ-5.

Рнс. 7.12. Установка УДУ-5М на вертикальном наземном резервуаре,

1 - уголок; 2 - показывающий прибор; 3 - защитные трубы; 4 - кронштейн: 5 - вводный патрубок

поплавка с натяжным устройством и струнами. Установка указателей уровня типа УДУ-5 на резервуаре приведена на рис. 7.12.

Технтеская характеристика указателей уровня mumi УДУ-5

Давление в резервуаре, мм вод. ст., при применении гидрозатвора:

обычного.................. 200

специального...............\ 3000

Диапазон измерения уровня, м 12

Погрешность измерения уровня местным прибором,

мм ...................... +3

Погрешность системы дистанционной передачи показаний, мм, с приставкой:

потенциометрической............ ±15

кодовой.............. . . . . ±1

Диапазон предельной сигнализации крайних положений уровня, м................. О-II

Наименьшая цена деления механизма отсчета местного прибора, мм ................ 1

Дальность передачи показаний:

с потенциометрической приставкой . . .

Определяется сопротивлением линии связи, которое должно быть не более 100 ом Не ограничено 20

50X300X285 500X 300X 405 500X300X465

с кодовой приставкой ...........

Наибольшее число приборов, подключаемых к пульту Габаритные размеры показывающего прибора, мм;

без приставки...............

с потенциометрической приставкой .....

с кодовой приставкой ...........

Масса показывающего прибора, кг:

без приставки: ............. 13,5

с потенциометрической приставкой ..... 27

с кодовой приставкой ........... 24

Пробоотборники типа ПСР применяют для полуавтоматического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара. На нефтебазах применяется три типа пробоотборников: ПСР-4 -для отбора средних проб из вертикальных наземных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами, кинематическая вязкость которых не превышает 0,12 см/сек при 50° С; ПСР-5 -для отбора средних проб малозязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров; ПСР-6 -для отбора средних проб вязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров.

Пробоотборник ПСР-4 (рис. 7.13) состоит из верхнего узла, пробоотбор-ной колонны и узла / слива пробы. Верхний узел устанавливается на крыше резервуара и служит для сообщения пробоотборной колонны с газовым пространством внутри резервуара. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта пробоотборной колонной. Она выполнена в виде вертикальной колонны трубок из нержавеющей стали, состоящей из двух и трех клапанных секций, соединительных труб 2 и концевой трубы, соединенных между собой фланцами с прокладками. Число секций и соединительных труб определяется высотой резервуара. Пробоотборная колонна присоединяется к верхнему люку и узлу / слива пробы. Воздушные по-

Рис. 7.13. Пробоотборник ПСР-4.

лости клапанных секций соединены между собой и с насосом узла слива пробы воздушной трубкой 3.

Для отбора пробы нефтепродукта в пневмосистеме при помощи ручного насоса создают давление, равное 3 кгс/см. При этом открываются все клапаны на секциях пробоотборной колонны и нефтепродукт поступает в колонну. После ее заполнения и смещения нефтепродукта в колонне, когда распределение нефтепродукта будет соответствовать по плотности распределению нефтепродукта в резервуаре, давление в системе снижают до нуля с помощью клапана сброса давления. Клапаны закрываются, и столб нефтепродукта отсекается от основной массы нефтепродукта. После этого, нажимая на рукоятку клапана слива пробы, нефтепродукт сливают в пробоотборную посуду.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмо-камерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса, создающего давление в пневмосистеме. Панель управления, при помощи которой управляют отбором и сливом пробы из резервуара, располагается на крышке люка резервуара. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем учтены особенности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60-80° С для увеличения его текучести, и слабая коррозионность, позволившая изготовить пробоотборник из углеродистой стали вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5.

Техническая характеристика пробоотборников типа ПСР

ПСР-4

Максимальная высота резервуар.э, м...... 12

Объёмы пробы, приходящейся нй I м высоты продукта, см .................

Максимальное рабочее давление в пневмосистеме, кгс/см................... -

Максимальное давление в системе клапанных узлов, кгс/см ...................

Максимальное давление внутри резервуара,

мм вод. ст.................. 300

Время выравнивания пробы, мин:

для светлых нефтепродуктов.......

для масел................

для темных нефтепродуктов.......

Максимальная температура подогрева нефтепродукта, °С..................

ПСР-5

0,5 2

ПСР-6

2-3 80

Приемо-раздаточные патрубки (ГОСТ 3690- 70) используют для проведения операций по заполнению и опорожнению резервуара. Диаметр и количество приемо-раздаточных патрубков определяют с учетом параметров производительности операций по сливу и наливу, исходя из максимальной подачи при эксплуатации.

Рис. 7.14. Хлопушка.

i - стопор; 2 - втулка сальника; 3 - сальниковая набивка; 4 - корпус сальника; 5 - вал подъемника; 6 - барабан; 7 - трос подъемника; 8 - запасной трос к крышке светового люка; 9 - хлопушка; 10 - перепускное устройство; ii - штурвал.

Приемо-раздаточные патрубки внутри резервуара оборудованы хлопушками С перепуском (ГОСТ 3744-57), которые препятствуют самопроизвольному истечению нефтепродуктов из резервуаров (рис. 7.14). Открытие хлопушки осуществляют при помощи специального электроприводного устройства управления хлопушками во взрывобезопасном исполнении (ГОСТ 3745-67),

устанавливаемого снаружи резервуара, или вручную при помощи штурвала.

Л ю к - л а 3 предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих для ремонта и зачистки скопившейся на дне грязи и для вентиляции резервуара перед проведением огневых работ. Диаметр его принимается обычно равным 500 мм. Располагается люк-лаз в первом поясе на высоте 700 мм от днища (до оси люка) на диаметрально противоположной стороне от светового люка.

Вентиляционные патрубки (ГОСТ 3689-70) устанавливают на резервуарах, в которых хранятся вязкие нефтепродукты и масла, а также на резервуарах, оборудованных понтонами, для постоянного сообщения газового пространства резервуаров с атмосферой. При применении вентиляционных патрубков на резервуарах, в которых хранятся нефтепродукты с температурой вспышки паров не менее 120° С, их устанавливают на огневых предохранителях. Диаметр вентиляционного патрубка принимают обычно равным диаметру приемо-раздаточного трубопровода. Ориентировочно пропускную способность в зависимости от условного диаметра патрубка можно принять равной, м/ч: ВП-50-25, ВП-100-100, ВП-150-300, ВП-200-550, " ВП-250-1000, ВП-350-2000, ВП-400-3000, ВП-500~-5000.

Существующие резервуары и резервуары, в которых не применяется воздушно-механическая пена, для тушения пожара оборудуют пеносливными камерами по Н-712-54.

Резервуары, для тушения пожаров в которых применяется воздушно-механическая пена, оборудуют стационарной установкой генераторов высокократной пены типа ГВПС по типовому проекту 402-11-59/74. Тип и количество устанавливаемых на резервуарах ГВПС зависят от конструкции и объема резервуара, а также от сорта хранимого нефтепродукта и определяются в каждом конкретном случае расчетом. Установки генераторов высокократной пены изготовляют трех видов: ГВПС-2000 (рис. 7.15), -600, -200.

Пенокамера предназначена для подачи в резервуар высокократной пены, образуемой генератором. Ее устанавливают в верхнем поясе резервуара. Пенокамера имеет герметизирующую крышку, предохраняющую от попадания паров нефтепродуктов во внешнюю среду. Герметизирующую крышку плотно крепят к корпусу пенокамеры стяжками, снабженными замками, состоящими из двух частей, спаянных легкоплавким сплавом (температура плавления не выше 120° С). Замки в стяжках при повышении температуры внутри резервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под действием собственного веса падает, освобождая доступ пены в горящему нефтепродукту. Для обслуживания пено генератор а с пенокамерой проектом предусматривается сооружение металлической площадки со стационарными вертикальными стремянками.

6 г. в. Шишкин 165